Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Последняя фракция нефти


Последняя фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Последняя фракция

Cтраница 3

Три последние фракции обладали практически одинаковым содержанием мето-ксила и серы и одинаковым эквивалентом нейтрализации, но резко отличались по своему молекулярному весу.  [32]

В последней фракции, по данным инфракрасных спектров, имеются группы С О, ОН и ароматические структуры. Кислородные мостики содержатся лишь в очень незначительных количествах.  [33]

Из последней фракции была выделена и большая часть алкилбензолов Сю-В нефти Понка найдены все теоретически возможные изомеры алкилбензолов Сю, причем некоторые из них находятся в бензиновой фракции ( до 180 С), а 1 2 3 4-тетраметилбензол имеет температуру кипения выше 200 С. Как и для углеводородов Сд, отмечается высокое содержание бензольных углеводородов Сю с метальными заместителями - тетраметил - и диметилэтильных производных.  [34]

В последней фракции, по данным инфракрасных спектров, имеются группы С О, ОН и ароматические структуры. Кислородные мостики содержатся лишь в очень незначительных количествах.  [35]

В последней фракции такие цепи отсутствуют.  [36]

В последней фракции по данным инфракрасных спектров имеются группы С - - О, ОН и ароматические структуры. Кислородные мостики есть лит.  [37]

Для последней фракции граница Я / 7 является трудной, а О / Я средней.  [38]

Витексин последних фракций, дающий смеси изомеров в соотношении 10: 1, должен бытьа - С-глкжозидом, а сапонаретин первых фракций, образующий равновесную смесь в соотношении 2: 1, должен относиться к 8 - С - ( 3-глюкозиду.  [39]

Характер последней фракции нефти зависит от того, из какого месторождения она взята. Иногда остаток после перегонки состоит почти исключительно из углерода - это нефтяной кокс.  [40]

Свойства тяжелых последних фракций и остатка от молекулярной перегонки закономерно изменяются - плавно понижаются значения ВВК и повышаются значения индекса вязкости при неизменяющемся йодном числе.  [41]

Активность последней фракции выделенного л-изомера ничтожно мала.  [42]

В последнюю фракцию вносят 20 г ВаСО3 или 20 г сухого Ва ( ОН) 2 для осаждения S0 -, оставляют на 10 - 12 ч, после чего раствор сливают с осадка BaS04 и перегоняют из колбы с высокоэффективным дефлегматором. Желательно, чтобы все узлы прибора для перегонки были соединены с помощью шлифов; в крайнем случае можно пользоваться корковыми ( но не резиновыми) пробками.  [43]

В последнюю фракцию вносят 20 г ВаС03 или 20 г сухого Ва ( ОН) 2 для осаждения S0f -, оставляют на 10 - 12 ч, после чего раствор сливают с осадка BaS04 и перегоняют из колбы с высокоэффективным дефлегматором. Желательно, чтобы все узлы прибора для перегонки были соединены в помощью шлифов; в крайнем случае можно пользоваться корковыми ( но не резиновыми) пробками.  [44]

В последнюю фракцию вносят 20 г ВаС03 или 20 г сухого Ва ( ОН) 2 для осаждения S0j -, оставляют на 10 - 12 ч, после чего раствор сливают с осадка BaS04 и перегоняют из колбы с высокоэффективным дефлегматором. Желательно, чтобы все узлы прибора для перегонки были соединены с помощью шлифов; в крайнем случае можно пользоваться корковыми ( но не резиновыми) пробками.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Последняя фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Последняя фракция

Cтраница 1

Последняя фракция может быль использована для получения чистого ж-киезола и изобутилена. При этом 2 4-ди-торе / га-бутил-3 - метллфенол полностью деалкилируется с выделением чистого ii3o6j тилена.  [1]

Последняя фракция сильно люминес-цирует.  [2]

Последняя фракция, выраженная в процентах к общему весу, и является показателем разрушения топлива вследствие термического воздействия.  [3]

Последняя фракция была взята от процесса, разрабатываемого во ВНИИ НП, по комплексной переработке мазута на топлива и масла.  [4]

Последняя фракция сильно люминес-цирует.  [5]

Последняя фракция представляет собой почти чистый оксалил-хлорид.  [6]

Последняя фракция, 2 5 г, превращена в дианплид, после промывки которого соляной кислотой остались кристаллы. Они были высушены и промыты теплым бензолом. Полученный таким путем продукт представлял почти чистый дианплид 3-метпладнпи-новой кислоты.  [7]

Последняя фракция представляет собой практически чистый циклогександион-1 2, который при 34 закристаллизо ы-вается в виде сходных со льдом кристаллов, окрашивающихся при соприкосновении с воздухом в светлый желто-зеленый цвет. В перегонной колбе остается значительное количество светлобурого, прозрачного смолистого остатка.  [8]

Последняя фракция, полученная при ректификации криптоно-ксеноновой смеси, подвергалась дополнительной очистке от примесей криптона адсорбционным методом.  [9]

Последняя фракция представляет собой наиболее чистый л-изопропенилфенол, однако и в ней содержатся примеси.  [10]

Последняя фракция не дает депрессию температуры плавления с октаметилциклотетра-сила-6 8-диаза - 2 4-диоксаном, выпавшим из продукта реакции.  [11]

Последняя фракция плавится при 40 - 42 и является камфеном.  [12]

Последняя фракция получается постоянно и является, очевидно, результатом окисления дикстона.  [13]

Последняя фракция была подвергнута подробному исследованию. Оказалось, что она легко кристаллизуется в снеговой воде и плавится постоянно при 9.5, в воде растворяется во всех отношениях, с фуксино-сернистой кислотой и аммиачным раствором окиси серебра не реагирует.  [14]

Последняя фракция нацело закристаллизовалась, первые две кристаллизовались по внесении кристаллика.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Состав фракций нефти, кипящих до

    Работа не ставит целью дать полную сырьевую характеристику нефтей. В нее включены лишь величины показателей основных физико-химических свойств, содержание наиболее характерных компонентов и групповой химический состав легких фракций в пределах от начала кипе- ния до 300°. Тем не менее эти параметры позволяют составить вполне Определенную картину качества нефти каждой отдельной залежи. [c.5]     При прямой перегонке из нефти выделяют ее составные части путем последовательного или одновременного их испарения с последующим разделением паров на фракции. Разделение нефти на фракции основано на том, что различные углеводороды, входящие в ее состав, кипят при различной температуре. Вначале выкипают углеводороды, входящие в состав бензинов, затем — более тяжелые углеводороды, входящие в состав топлива для реактивных двигателей. С повышением температуры выкипают все более и более тяжелые фракции. При прямой перегонке нефть никакой химической переработке не подвергается. [c.12]

    Широкая фракция южно-узбекской нефти, т. кип. 200—400° С, содержавшая около 1,5% сульфидной серы, окислена гетерогенно-эмульсионным методом с добавкой малых количеств серной кислоты (см. ниже, стр. 103). Получен углеводородный слой с содержанием сульфоксидной серы (8зо) -1,1%. Ход хроматографического выделения сульфоксидов см. табл. 1 количество силикагеля 200 г/г 5зо. Состав продукта Сил Н27.9 501,38. [c.97]

    Нефть — это смесь различных углеводородов, в том числе алканов различного молекулярного веса. В промышленности алканы выделяют из нефти фракционной перегонкой. Кроме алканов, в состав нефти входят алициклические и ароматические углеводороды (глава 21). Фракция, содержащая углеводороды С1 — С5, представляет собой газообразное топливо фракция 5 — С (т. кип. 40—75 С) — петролейный эфир, который применяется в качестве растворителя фракция С5 — Сю (т. кип. 70—150° С) — бензин фракция Сю — С15 (т. кип. 170—270° С) — керосин фракция С12 — С20 (т. кип. 220—300° С) — соляровые масла. Остаток после перегонки, или мазут, составляет 40—50% от исходной нефти. Из мазута выделяют углеводороды Сю — С50 смазочные масла, вазелин, мягкий воск. [c.164]

    До настоящего времени ни одна нефть не разделена на все свои компоненты. Однако из нефти уже выделено около 100 чистых углеводородов (с т. кип. до 250°). Таким образом, менее изученным является состав высших фракций. [c.398]

    Вполне понятно, что наилучшего разделения компонентов достигают при разгонке нефтяных газов и петролейного эфира, состав которых несложен. С повышением температуры кипения нефтяных фракций их состав усложняется, растет число изомеров, сближаются точки кипения углеводородов, образуются трудноразделимые смеси. Кроме того, ароматические углеводороды, присутствующие в нефти, дают, как известно, с углеводородами других классов азеотропные смеси. Все это приводит к размазыванию углеводородов по разным фракциям. Так, например, бензол, который, как известно, кипит при 80,8°, появляется в дестиллате разгонки бензина на ректификационной колонке уже при 55—60°. Поэтому такие сложные смеси подвергают разделению, сочетая различные методы, как это видно, например, из материалов по определению детализированного состава бензинов комбинированным методом [52]. Во всех этих методах ректификация занимает большое место. [c.92]

    Для идентификации ароматического углеводорода, входящего в состав фракции 165—170°, фракция нитровалась. Судя по температуре кипения фракции она должна содержать псевдокумол с т. кип, 169°. Нитрованием фракции 165— 170 получен нитропродукт, который после перекристаллизации из бензола плавился при 179—180°, что указывает на присутствие тринитропсевдокумола в продуктах нитрования и псевдокумола в исследуемой нефти. [c.59]

    Закон Рауля, являющийся одним из основных в теории перегонки и ректификации, приложим далеко не ко всем растворам. Существуют так называемые азеотропные смеси, образующие при известном составе нераздельно кипящую фракцию, перегоняющуюся при постоянной температуре, которая мо-жет быть или более высокой или более низкой, чем температура кипения компонентов. Например, бензол образуют азеотропную смесь с содержанием 55 /о бензола и температурой кипения 77,5° С. Разделить азеотропные смеси перегонкой и ректификацией невозможно, так как при известной температуре будет кипеть нераздельно кипящая смесь. Чтобы разделить азеотропную смесь, приходится прибегать или к изменению температуры перегонки путем изменения внешнего давления или прибавлением третьего компонента (при изменении давления паров меняется состав азеотропной смеси), или использовать различную растворимость или различие температур застывания компонентов, входящих в азеотропную смесь. При обычной перегонке нефти, когда получаются фракции, кипящие в широких интервалах температур, наличием азеотропных смесей можно пренебречь и считать, что нефть представляет идеальный раствор, следующий закону Рауля. С особенностями азеотропных растворов приходится сталкиваться при выделении из легких фракций нефти отдельных индивидуальных углеводородов, особенно ароматических. Например для правильного распределения метановых углеводородов по двухградусньш фракциям при тщательной ректификации бензина оказалось необходимым удалить предварительно из бензмна ароматические углеводороды. При перего нке бензинов бензол (т. кип. 80,2° С) концентрируется во фракциях, кипящих. при 71—75° С, а толуол (т. кип. 110,6° С) концентрируется во фракции с температурой кипения ЮГ С. [c.173]

    Состав легкой нафты, полученной из нигерийской нефти (т. кип. 65—164°С). Групповой состав фракции С4—Сд парафины — 31,4%, нафтены — 48,4%, ароматические углеводороды — 6,4% (данные фирм Phillips и Imperial Petroleum Ltd.) [c.40]

    Две основные причины обусловили развитие научных исследований в этой новой области химии нефти во-первых, сильно возросший удельный вес технического потребления керосино-газойлевых и масляных фракций (т. кип. 200—500°) и, во-вторых, то обстоятельство, что в общем мировом балансе добычи нефти, начиная с 30-х годов, непрерывно увеличивается доля тяжелых смолистых и высокосернистых нефтей. Ввод в эксплуатацию за последние 20—25 лет исключительно богатых залежей нефтей такого типа в Южной Америке, странах Ближнего и Среднего Востока и в восточных районах Советского Союза свидетельствует о том, что удельный вес тяжелых, высокосмолистых и богатых сернистыми соединениями нефтей в общей добыче нефти продолжает и дальше непрерывно увеличиваться. Следовательно, как для выяснения зависимости эксплуатационных свойств дизельных и реактивных топлив и смазочных масел от химического состава и строения углеводородов, входящих в их состав, так и для правильной оценки технологических свойств тяжелых фракций этих нефтей как сырья для производства бензинов путем термического и каталитического крекинга, необходимо хорошо знать структурно-групповой состав и свойства среднемолекулярной и тяжелой частей нефтей. При этом необходимо отметить, что при исследовании этих составных частей высокосмолистых сернистых нефтей приходится уже иметь дело не только с углеводородами, но и с гете-роорганическими соединениями, т. е. с соединениями, в состав молекул которых входят, кроме углеводорода и водорода, сера и кислород, а нередко также азот и металлы (N1, Со, Ре, V, Мо, [c.201]

    Позднейшие исследования восполняют этот пробел лишь в весьма малой степени. Как видно из табл. 53, элементарный состав фракции 90—91° показывает, что, кроме гептанафтена С,Н14, в нем должны содержаться такн е парафины. Действительно, выше уже было указано, что Харичков при исследовании.соответствующей фракции (т. кип. 90—93°) грозненской нефти получил углеводород состава G,ПJg (изогептан) с т. кин. 90,5—91,5°. Этот же изогептан содержится, вероятно, в бакинской нефти, но вместе с ним, несомненно, есть и гептанафтен. Чтобы изолировать этот нафтен [c.188]

    По различным нефтяным фракциям смолы распределены неравномерно в бензиновых фракщшх (т.кип. до 200°) практически нет С. н. в керосиновых фракциях (т. кип. 200—300°) — сотые или десятые доли процента основная масса (до 85% С. п.) содержится в нефтяном остатке после перегонки в масляных дистиллятных фракциях в зависимости от характера нефти содержится от 3—4% до 10—15% и более С. н. Средний мол. вес С. н., выделенных из различных нефтей, колеблется в пределах 550—850 мол. вес смол, выделенных из дистиллятов, различен, однако средний мол. вес всегда выше среднего мол. веса нефтяной фракции, из к-рой эти смолы выделены. Элементарный состав С. н. различных погонов нефти приведен в таблице. [c.468]

    Количество углеродных атомов в боковых цепях нафтеновых углеводородов может быть самым разнообразным, от 3—10 в средних до 20—28 в высококипящих фракциях нефти. Высокомолекулярные циклические углеводороды с большим числом углеродных атомов в парафиновых цепях правильнее относитё не к нафтенам, а к смешанным (гибридным) парафино-циклопарафиновым углеводородам. Полициклические нафтены с длинными парафиновыми цепями имеют высокую температуру плавления и поэтому при переработке нефти попадают в состав ггарафинов и, главным образом, церезинов. Очень интересный твердый полиметиленовый углеводород С10Н16 найден в моравской нефти (Чехословакия). Его т. кип. 268 °С, плотность выше единицы (1,07 г см ). Так как он имеет кристаллическую решетку алмаза, то получил название адамантан  [c.27]

    Для установления индивидуальной природы ароматических углеводородов, входящих в состав бензино-лигроиновой фракций патараширакской нефти, последняя подвергалась дробной перегонке, собраны фракции с т. кип. °С 60—95 95—122 122—150 и 150—200. Для выделения ароматических углеводородов из указанных фракций, они подвергались сульфированию, сульфокислоты разлагались [6]. Выделенные ароматические углеводороды после соответствующей промывки и сушки перегонялись. Собраны фракции, физические показатели которых даны в таблице. [c.57]

    Жидкие алканы - это углеводороды с числом атомов углерода от Сз (/кип = 36 °С) до С[8 (/кип = 320 °С), т. е. они входят в состав легкой части нефти (бензинокеросиновые фракции). По [c.74]

    УВ одной молекулярной массы и гомологического ряда превращаются в наиболее термодинамически устойчивые изомеры, соответствующие именно этим молекулярной массе и гомологическому ряду. Так, фракция бакинской нефти с /кип = 150 190 С, содержащая моно- и бициклические нафтены состава Сю—Сц, после равновесной изомеризации включала в себя следующие соединения (рис. 120). Моноциклические нафтены Сю перешли главным образом в 1,1,3,5-тетраметилциклогексан, Си — в 1,1,3-триме-тил-5-этилциклогексан бициклические нафтены Сю образовали гранс-декалин, Сц — смесь двух метилдекалннов. Таким образом, состав анализируемых соединений намного упростился, что позволило количественно охарактеризовать анализируемую фракцию. [c.366]

    Петролейный эфир — смесь легкокипящнх углеводородов, входящих в состав нефти и продуктов ее переработки. В состав петролейного эфира входят главным образом парафиновые, алициклические и олефиновые углеводороды, имеющие 5 или 6 атомов углерода (пентан, гексан и др.). Температура кипения 35— 70°. В зависимости от условий работы в химических лабораториях применяют различные фракции с т. кип. 30—50, 40—60, 45—70°. Часто в лабораториях эти фракции получают перегонкой легкого продажного бензина. Петролейный эфир применяется в качестве растворителя для жиров, углеводородов, эфирных масел и др. Петролейный эфир огнеопасен, имеет низкую температуру вспышки, легко воспламеняется и образует с воздухом взрывоопасные смеси. Температура вспышки его около 50" Пределы взрывоопасных концентраций с воздухом нижний— 1, верхний —6 об.%. Повышенные концентрации паров петролейного эфира в воздухе оказывают на организм наркотическое действие. [c.108]

    Крекинг нефти. Прямой перегонкой нефти редко удается получить более 20% бензина, между тем потребность народного хозяйства в бензине значительно больше. В связи с этим применяют другой способ переработки нефти — крекинг-процесс. Сущность его состоит в расщеплении длинных молекул высококинящих углеводородов, входящих в состав мазута или керосиновой фракции, на более короткие молекулы низкокипящих углеводородов, образующих бензин. Например, углеводород С12Н2в (т. кип. 216°С) можно расщепить на гексан СеН (т. кип. 69° С) и гексен СеН а (64° С)  [c.215]

    Бензин небитдагской пефти Центрального района из красноцветной толщи исследовался по несколько отличной методике [3, 4, 5, 6, 7]. Эта нефть из большого куба с колонкой в 20 теоретических тарелок разгонялась на следующие широкие фракции газ, н. к. — 50° 50—150° и 150— 175°. Состав растворенных углеводородных газов был определен фракционировкой на аппарате ЦИАТИМ-51. Погон до 50° непосредственно поступал на точную фракционировку (колонка в 100 теоретических тарелок). Погоны 50—150° и 150—175° предварительно освобождались от ароматических углеводородов хроматографированием на силикагеле марки КСМ. Содержание индивидуальных ароматических углеводородов во фракции с т. кип. 50—175° по узким фракциям (отбор на колонке в 40 теоретических тарелок) 11сследовалось спектральным и рефрактометрическим методом. Нафтено-иарафиновая часть бензина нефти Центрального Небит-Дага (30—175°) подвергалась фракционировке на колонке. При этом выделялись узкие фракции, кипящие до 150°. Первые И фракций поступали непосредственно на спектральное исследование. Остальные фракции были исследованы спектрально три раза неносредственио после ректификации, после аналитического дегидрирования над платинированным углем с добавкой железа[2] и, частично, после деароматизации полученных катализатов. Аналитическому дегидрированию в этом случае подвергались узкие фракции. [c.237]

    Огайская нефть [43], как уже было отмечено в гл. V, по своему составу очень близка к пенсильванской, особенно в низших ее погонах. Высшие фракции, начиная примерно от т. кип. 210° при 760 мм, при вымораживании выделяют парафин, после отделения которого масло приобретает непредельный состав, а именно начиная от С а До j,— состав С Н2п, от С — состав С Н2 2 и, наконец, от Сдз — состав С Н2п—4- Все эти фракции огайской нефти имеют ясно выраженный предельный характер, так что образующие их углеводороды и здесь должны быть отнесены к нафтенам различных рядов. Однако уже простое сопоставление соответствующих фракций показывает, что в отношении непредельности состава огайская нефть заметно превосходит пенсильванскую. [c.201]

    Групповой химический состав пентаметилено-парафиновых фракций с т. кип. 150—175° западно-небитдагской акчагыльской нефти [c.248]

    В том же образце калифорнийской нефти идентифицирована кислота СцН2о02-тракс-2,2,6-триметилциклогексилуксусная [44]. Исходные кислоты после очистки от нейтральных примесей и фенолов превратили в метиловые эфиры и на колонке типа Подбильняка отобрали погон с т. кип. 130-135 °С при 1,729 кПа. Фракцию, обогащенную эфиром исследуемой кислоты, получили в результате повторных опытов газожидкостной хроматографии на стационарных фазах НПГС и силоксановой жидкости. Нафтеновая кислота, полученная гидролизом этого эфира, была превращена в амид, который после перекристаллизации из гексана плавился при 113-113,5 °С. Состав амида был подтвержден анализом и наличием в его масс-спектре молекулярного иона т/е 183. Амид оптически активен [а]о = + 1,12 0,08 °С из него получена кислота с т. пл. 110,5-111,5 °С. [c.57]

chem21.info

Изменение состава средних фракций нефти

    В последние годы проявляется большой интерес к сераорганическим соединениям, содержащимся в высококипящих дистиллятах. Уже при исследовании их углеводородной части отчетливо прослеживается различие и многообразие химического строения молекул, которое значительно усиливается при переходе к гетероорганическим соединениям. Дистилляты, выкипающие выше 300° С, отличаются как химической, так и физической неоднородностью для них характерно усреднение и сближение элементного состава и свойств составляющих компонентов 24]. В связи с бурным развитием вторичных процессов в нефтепереработке и использованием составляющих нефти в качестве химического сырья, а также с возрастающей потребностью в высококипящих топливах и маслах знание природы и распределения основных функциональных групп ОСС приобретает в настоящее время все больший научный и практический интерес. Одновременно возрастает роль физических и физико-химических методов, которые, не вызывая существенных изменений в структуре молекул, позволяют изучать состав наиболее тяжелых фракций нефти. Оказалось, что для исследования сераорганических соединений высококипящих дистиллятов нефти неприменимо большинство традиционных методов, успешно используемых при изучении состава сераорганических соединений средних нефтяных дистиллятов. [c.11]     В последнее время при разработке генетических классификаций серьезное внимание уделяется реликтовым углеводородам, которые, как полагают, унаследованы нефтью от нефтематеринского органического вещества и структура которых наименее подвержена изменению во времени. В основу типизации положены результаты хроматографирования сырых нефтей и масс-спектрометрического анализа. В качестве эталона, наилучшим образом отражающего средний состав нефти, принята фракция с температурой кипения 200-430 °С. Все нефти разделены на две категории А и В. К категории А отнесены нефти, на хроматограммах которых проявляются в аналитических количествах нормальные алканы к категории В — нефти, на хроматограммах которых пики нормальных алканов отсутствуют. Далее, в зависимости от отно- [c.15]

    Первоначально образовавшиеся нефти в рассеянном состоянии или в виде залежей могут иметь различный состав и различную плотность в зависимости от условий образования. Это могут быть легкие нефти с повышенным содержанием низкокипящих фракций, тяжелые нефти со значительным содержанием высококипящих углеводородов и смолистых веществ или же средние по плотности нефти, в составе которых более или менее равномерно распределены различные компоненты. Эти особенности первоначально образовавшейся нефти зависят от состава исходного органического вещества, которое неодинаково в разных геологических условиях, в разных климатических зонах, а также от геохимических условий, от температуры, давления и каталитических свойств пород. Первоначально образовавшаяся нефть подвергается затем различным изменениям (метаморфизму). Характер и направленность происходящих изменений состава нефти определяется изменениями геохимических условий, связанных с историей геологического развития данной толщи осадочных пород, изменениями глубины погружения толщ пород, температуры и давления, миграцией и дифференциацией нефти и газа. По-видимому, повышение давления при погружении осадочных пород способствует образованию нефтяных углеводородов из органического вещества, а также изменению состава нефти. [c.180]

    С изменением температуры процесса и объемной скорости подачи сырья в рассмотренных выше пределах углеводородный состав газов меняется сравнительно незначительно, что позволяет рекомендовать для многих расчетов средние составы газов каталитического крекинга легкой и тяжелой фракций туймазинской девонской нефти с алюмосиликатными катализаторами, приведенные в табл. 14. [c.25]

    Во многих районах Средней Азии (см. рис. 17, 24, 39, 40 и др., главы 1—111) совершенно определенно выявляется следующая закономерность с глубиной по региональному погружению пластов от горных сооружений, обрамляющих нефтегазоносные районы, изменяются следующие показатели флюидов для нефтей — уменьшение плотности, смолистости, сернистости, степени цикличности углеводородной части, увеличение выхода светлых фракций, в общем — усиление их метанового характера для газов — увеличение относительного содержания гомологов метана и в некоторых случаях гелия, уменьшение количества неуглеводородных компонентов. Все это сопровождается усилением на погружении общей газонасыщенности разреза и газоконденсатного характера залежей, а во многих случаях и увеличением первоначальных геологических запасов нефтей и газов. Одновременно в указанном направлении увеличивается минерализация подземных вод и соответственно изменяется их селевой состав. Особенно наглядны, эти изменения в Ферганской и Амударьинской впадинах. [c.201]

    При 60° и 10 атм. давления смешанная культура термофильных цел-люлозоразрушающнх бактерий вместо уксусной кислоты образовывала смесь жирных кислот, в которых были обнаружены пропионовая, масляная и изомасляная кислоты. Вполне возможно, что увеличение давления повысит средний молекулярный вес кислот, но уже и полученный состав продуктов может объяснить состав легких фракций нефти. На основании проведенных работ можно сказать, что при температурах ниже 260° составные части растительных и животных остатков претерпевают следующие изменения 1) целлюлоза при действии бактерий дает кислоты, спирты и кетоны, превращающиеся в парафиновые углеводороды 2) жиры и воска под действием микроорганизмов омыляются и под влиянием глин образуют парафин и церезин 3) смолы, терпены и стерины дают под влиянием глин нафтены и ароматические углеводороды 4) протеины, повидимому, могут явиться основанием для азотистых соединений нефти и битумов 5) путь превращения лигнина не изучен. [c.400]

    Такая же закономерность изменения литологического состава пород наблюдается и вблизи Южно-Эмбенского поднятия (Днепров, 1962)v Нефти Каратонского и Южно-Эмбенского районов отличаются от нефтей Гурьевского района повышенным содержанием серы, доходящим в наиболее тяжелых разностях до значений, превышающих 2%. В соот- ветствии с этим находятся и другие их свойства. Следует, однако, отметить, что нефтям Каратонского района также свойственна низкая смо- листость, а углеводородный состав (к сожалению, представленный очень неполнЗыми данными) отражает необычное для большинства сернисты нефтей высокое содержание нафтеновых углеводородов и пониженное количество углеводородов метановых. Так или иначе, эмбенский тип в этих нефтях проявляется не в чистом виде, даже при учете различий в осерненности — на это указывают пониженные по сравнению с нефтями Гурьевского района значения структурных индексов средних фракций. . [c.147]

    Табл. 47 показывает специфическую характеристику нефтей интервала глубин до 500 м, объясняющуюся, конечно, не метаморфизмом, а влиянием окислительных изменений. Близки между собой нефти обоих последующих интервалов. Отличие от них средней нефти, относящейся к глубинам более 1500 м, связано с резким цреобладанием в этой зоне нефтей легкого структурного типа (Ii), характеризующегося преим тцественно метановым составом. Напомним, что углеводородный состав этого структурного типа близок до идентичности к составу. нефтей того же типа в зоне 500—1500 так что в данном случае имеется полная аналогия mutatis mutandis с приведенным выше примером по нефтям Самарской Луки там — на характеристике суммарного дистиллята отражались различия в количественных соотношениях одинаковых по составу фракций, здесь — различия в средних нефтях обусловлены изменением количественных соотношений одинаковых по своей характеристике структурных типов. [c.237]

    Как пример очень слабой дифференциации углеводородной системы (на фоне других залежей Шаимского района) можно рассматривать Филипповское месторождение (нижняя—средняя юра). Если не считать некоторый разброс точек, отражающих состав газа, то по всей высоте залежи изменения параметров практически не отмечается. Плотность нефти находится в пределах 0,825— 0,850 г/см , условный градиент при этом равен 0,18. Содержание серы колеблется от 0,3 до 0,45%, выход легких фракций—от 24 до 29%, содержание смол силикагелевых составляет 4,4—5,2%. Ас-фальтены встречены в количестве 0,5—1,2%, вязкость нефти при 20°С колеблется около 10 сСт, содержание азота в нефти изменяется от 0,05 до 0,15%). При этом можно говорить о слабой тенденции к снижению доли азота в подошве залежи. Метан составляет 54— 84%, причем некоторое нарастание фиксируется по направлению водонефтяиого контакта. Углекислота и азот в газах отмечены е количествах, близких к нулевым. Пластовая температура по всей высоте залежи составляет 80°С, за исключением единичного замера (76°С). В распределении водорода, присутствующего в количестве до 0,1% и несколько вьше, проявляется слабая тенденция к увеличению содержания к замку ловушки. [c.107]

chem21.info

Последняя фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Последняя фракция

Cтраница 2

Последняя фракция представляет чистый бромфенилизопропилкетон.  [16]

Последняя фракция, соответствующая неизмененному третичноамил-фенилкарбпнолу, дегидратировалась повторно.  [17]

Последнюю фракцию - антраценовое ( или зеленое) масло - собирают в интервале температур 270 - 360 С. В смоле его довольно много - 18 - 23 % от ее веса. В нем находятся преимущественно антрацен и более высокомолекулярные полиядерные ароматические углеводороды.  [18]

Последнюю фракцию, элюированную 100 % - ным растворителем, собирают в ацетоне, поскольку высококипящий углеводородный растворитель не смешивается с метанолом. Размеры частиц высаженного полимера увеличивают, нагревая стакан с осадком на паровой бане в течение 1 час. После этого смесь выдерживают в течение примерно 12 час при комнатной температуре, чтобы дать возможность взвешенным полимерным частицам осесть на дно. Растворитель сливают, высаженный полимер несколько раз промывают метанолом для удаления антиоксиданта. При каждом промывании смесь нагревают, охлаждают, а затем сливают метанол. Фракции сушат около 12 час в вакууме при 65, охлаждают и взвешивают.  [19]

Последнюю фракцию подвергают микроскопическому анализу. Для этого готовят суспензию, состоящую примерно из 0 2 г порошка и 20 мл силиконовой жидкости. Размеры частиц определяют с помощью окуляр-микрометра, цена деления которого измерена по объект-микрометру.  [21]

Последнюю фракцию возвращают в дробилку. Первую фракцию размалывают в порошок ( вторая пыль) и добавляют к первой пыли при замешивании перед вторичным прокаливанием.  [22]

Последнюю фракцию получают выпариванием оставшегося раствора под вакуумом.  [23]

Последнюю фракцию - антраценовое ( или зеленое) масло - собирают в интервале температур 270 - 360 С.  [24]

Последней фракцией является чистый бензол. Таким образом, IB процессе ректификации шилучаются не три, : как обычно, а четыре фракции, причем третья фракция имеет более низкую температуру кипения, чем вторая и четвертая.  [26]

Последней фракцией является чистый бензол. Таким образом, IB - процессе ректификации получаются не три, как обычно, а четыре фракции, причем третья фракция имеет более низкую температуру кипения, чем вторая и четвертая.  [28]

Поэтому последняя фракция выделяется путем отгонки из остатка смеси бензола и петролейного эфира в вакууме.  [29]

Две последние фракции могут быть попользованы в качестве сырья для нефтехимических производств.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru